Наукове прогнозування видобувного потенціалу покладів нафти за геологічними та геотехнологічними критеріями (на прикладі Передкарпатського прогину і Дніпровсько-Донецької западини)

Размещено на http://www.allbest.ru/

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ "НАФТОГАЗ УКРАЇНИ"

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

УДК 622.276.3 (477.8+477.4/5)

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Наукове прогнозування видобувного потенціалу покладів нафти за геологічними та геотехнологічними критеріями (на прикладі Передкарпатського прогину і Дніпровсько-Донецької западини)

Спеціальність 04.00.17 - Геологія нафти і газу

ФЕДИШИН ЛЮБОМИРА ІВАНІВНА

Львів - 2004

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана у Львівському відділенні Українського державного геологорозвідувального інституту Державного комітету природних ресурсів України.

Науковий керівник:

Павлюк Мирослав Іванович, доктор геолого-мінералогічних наук Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК "Нафтогаз України" (м. Львів), директор.

Офіційні опоненти:

Крупський Юрій Зиновійович, доктор геологічних наук, Дочірнє підприємство "Західукргеологія" НАК "Надра України" (м. Львів), головний геолог;

Різун Богдан Петрович, кандидат геолого-мінералогічних наук, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК "Нафтогаз України" (м. Львів), старший науковий співробітник відділу геології нафти і газу.

Провідна установа: Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу (кафедра геології і розвідки нафтових і газових родовищ).

Захист відбудеться "11" червня 2004 р. о 10 год. на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 35.152.01 в Інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК "Нафтогаз України" за адресою: 79053, м. Львів-53, вул. Наукова, 3а.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці ІГГГК НАН України та НАК "Нафтогаз України" за адресою: 79053, м. Львів-53, вул. Наукова, 3а.

Автореферат розісланий "7" травня 2004 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради канд. геол. -мін. наук О.В. Хмелевська.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Вагомим чинником стабільності розвитку народного господарства є забезпеченість його енергоносіями, зокрема вуглеводневою сировиною. Перспективи видобувної промисловості України на сьогоднішній день пов'язуються як з розширенням сировинної бази, так і з удосконаленням технології розробки родовищ, спрямованої на збільшення повноти вилучення нафти з надр.

Відповідно зростає зацікавлення проблемою оцінювання обсягів можливого вилучення нафти з пластів, оскільки достовірність геологічного обґрунтування видобувних запасів відбивається на ефективності скерування коштів на їх освоєння, використання матеріальних ресурсів тощо. Частку запасів нафти, яку можна видобути на певному режимі розробки покладів, визначають через коефіцієнт нафтовилучення (КНВ). Для його обґрунтування, залежно від ступеня геологічного вивчення природних резервуарів, використовують найрізноманітніші підходи - від методу аналогій до гідродинамічних розрахунків за взаємозв'язками між фізичними параметрами пластових систем.

Величина нафтовилучення зумовлюється геолого-фізичною характеристикою пластів, фізико-хімічними властивостями флюїдів, технологією і технікою видобутку нафти та економічними критеріями ефективності розробки родовищ. Вивченню впливу цих факторів на видобувний потенціал пластів, удосконаленню існуючих та створенню нових методик обґрунтування коефіцієнтів нафтовилучення вуглеводневих покладів родовищ України, зокрема Передкарпатського прогину і Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ), присвячена дана робота.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота відповідає науковим напрямкам діяльності відділу пластових систем ЛВ УкрДГРІ. Основні її розділи виконані в процесі вирішення наукових проблем держбюджетної тематики: "Изучить пластовые системы и составить ТЭО нефтеконденсатоотдачи к подсчёту запасов по новым месторождениям УССР" (1990 р.), державний реєстраційний № 39-88-80/11; "Вивчити вуглеводневі системи і колектори, скласти техніко-економічне обґрунтування нафтоконденсатовіддачі із застосуванням прогресивних способів розробки до підрахунку запасів нових родовищ України" (1995 р.), державний реєстраційний № 39-93-74/2; "Вивчити пластові характеристики колекторів і флюїдів з метою техніко-економічного обґрунтування нафтоконденсатовіддачі нових родовищ України" (1997 р.), державний реєстраційний № 0196U004558; "Дослідити колекторські властивості порід, пластові флюїди і скласти ТЕО нафтоконденсатовіддачі родовищ, які представляються в ДКЗ України" (1999 р.), державний реєстраційний № 0198U001384.

Мета і задачі досліджень: удосконалити методичні засади обґрунтування видобувного потенціалу нафтових покладів залежно від геологічних умов їх залягання та фізичних властивостей пластових систем.

Для досягнення поставленої мети вирішувалися такі завдання:

1. Вивчити та уточнити геологічну будову, колекторські властивості продуктивних пластів, фізико-хімічні характеристики нафт, термобаричні умови покладів Передкарпатського прогину і Дніпровсько-Донецької западини.

2. Дослідити вплив геолого-фізичних та технологічних факторів на ефективність нафтовилучення і розробити багатомірні статистичні моделі для визначення КНВ нових родовищ.

3. Оцінити вплив пружних сил пластової системи на нафтовилучення в процесі розробки покладів на пружному режимі.

4. Удосконалити методику прогнозування нафтовилучення та видобутку леткої фази нафти для режиму розчиненого газу.

Об'єкт досліджень: породи-колектори палеогенових відкладів Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину і пермо-тріасових та кам'яновугільних - Дніпровсько-Донецької западини.

Предмет досліджень: нафтові поклади в завершальній стадії освоєння, геолого-фізичні та технологічні фактори і їх вплив на видобувний потенціал родовищ, методи оцінки нафтовилучення залежно від режиму покладу.

Методи дослідження: поставлені завдання вирішувалися шляхом аналізу та узагальнення геологічної будови і геолого-промислових даних розробки нафтових родовищ України, вивчення впливу геолого-фізичних та технологічних факторів на видобувні можливості пластів, побудови багатомірних моделей нафтовилучення.

Наукова новизна одержаних результатів. 1. Вперше для геологічних умов родовищ України, що знаходяться в завершальній стадії розробки, показано вплив геолого-фізичних і технологічних факторів на ступінь нафтовилучення та отримано багатомірні статистичні залежності коефіцієнта нафтовилучення від низки параметрів з метою прогнозування видобувного потенціалу нових покладів. 2. Простежено вплив пружних сил пластових систем на повноту вилучення нафти для оцінки видобувних запасів покладів і запропоновано використання диференціальних коефіцієнтів стисливості нафти, води і породи як функції тиску і температури замість середніх величин для всього інтервалу зниження тиску. 3. Встановлено залежність нафтовилучення від приведеного тиску фазової рівноваги і вдосконалено методичні засади розрахунку газового фактора та видобутку леткої фази з нафтових родовищ на режимі розчиненого газу.

Основні положення, винесені на захист. 1. Основою для прогнозування видобувного потенціалу покладів нафти за статистичними моделями є встановлені взаємозв'язки геолого-фізичних властивостей пластових систем та технологічних факторів розробки з коефіцієнтами нафтовилучення. 2. Для визначення величини нафтовилучення на пружному режимі розробки покладів повинні використовуватися диференціальні коефіцієнти стисливості пластових систем. 3. Нафтовилучення на режимі розчиненого газу є функцією приведеного тиску фазової рівноваги, використання якої підвищує достовірність прогнозування показників розробки покладів.

Практичне значення одержаних результатів. Багатомірні статистичні залежності нафтовилучення від низки геолого-фізичних і технологічних параметрів пластів дають змогу об'єктивніше обґрунтовувати видобувні запаси нових родовищ з аналогічними або близькими характеристиками, оцінювати їх промислове значення та доцільність подальшого освоєння.

Розроблені методичні засади обґрунтування нафтовилучення через диференціальні коефіцієнти стисливості пластових систем та приведені тиски фазової рівноваги підвищують достовірність визначення видобувних запасів покладів на природних режимах розробки (пружний і режим розчиненого газу). З їх використанням додатково прирощено і затверджено ДКЗ України видобувних запасів нафти 53 тис. т на Мельничинському і 103 тис. т на Лопушнянському родовищах.

Наукові розробки увійшли до Галузевого стандарту України (ГСТУ 41-0032626-00-022-2000) "Визначення коефіцієнтів вилучення нафти для геолого-економічної оцінки ресурсів і запасів прогнозних та виявлених покладів" і використовуються для визначення видобувних запасів нафти під час початкової, попередньої і детальної геолого-економічної оцінки об'єктів геологорозвідувальних робіт.

Особистий внесок здобувача. Проведено аналіз показників розробки нафтових родовищ Дніпровсько-Донецької западини і Передкарпатського прогину та встановлено багатомірні статистичні залежності нафтовилучення від геолого-фізичних та технологічних факторів. Вивчено вплив стисливості пластової системи (нафти, води, породи) і приведеного тиску фазової рівноваги на ступінь вилучення нафти із пласта залежно від геологічних умов та переважаючого режиму розробки покладів. Обробка масиву даних, лабораторні роботи з визначення властивостей нафт виконані в співавторстві, що відображено у тексті дисертаційної роботи та списку використаних літературних джерел.

Апробація результатів дисертації. Основні положення роботи доповідалися на Всесоюзній нараді "Проблемы разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов" (м. Івано-Франківськ, 1989 р.); міжнародному симпозіумі "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (м. Санкт-Петербург, 1992 р.); науково-практичній конференції "Стан, проблеми і перспективи нафтогазового комплексу Західного регіону України" (м. Львів, 1995 р.); науково-практичній конференції "Стан і перспективи розробки родовищ нафти і газу України" (м. Івано-Франківськ, 2003 р.).

Публікації. За темою дисертації здобувачем опубліковано 14 наукових праць, у тому числі 9 статей у фахових виданнях, затверджених "Переліком ВАК України", 1 стаття у геологічному журналі Росії, 3 тези наукових конференцій, один галузевий стандарт України.

Структура дисертації. Дисертаційна робота складається з вступу, чотирьох розділів, висновків, списку використаних джерел. Текстовий матеріал з 10 таблицями викладений на 150 сторінках. Робота ілюстрована 33 рисунками. Список використаних джерел становить 89 найменувань на 9 сторінках.

Здобувач висловлює щиру подяку науковому керівникові та співробітникам відділу пластових систем УкрДГРІ за консультації, сприяння і практичну допомогу в підготовці та оформленні роботи.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

Стан вивченості і проблеми обґрунтування коефіцієнтів нафто вилучення. Достовірне обґрунтування видобувного потенціалу покладів нафти належить до важливих проблем нафтогазової геології і практики їх промислового освоєння. Значний внесок у їх вирішення зробили: в Україні Р.О. Гнатюк, В.С. Іванишин, В.А. Кисіль, Є.І. Ліскевич, О.Ф. Мартинців, І.Т. Микитко, Л.Е. Мірзоян, Ю.М. Островський, Е.Б. Чекалюк, Г.А. Цатурянц; в колишньому СРСР - В.Т. Аванесов, Ю.П. Борісов, В.К. Гомзіков, Ю.В. Желтов, С.В. Кожакін, О.П. Крилов, М.І. Максімов, Є.І. Сьомін, М.Л. Сургучов, Е.М. Халімов, В.М. Щелкачов; зарубіжні вчені - Д. Арпс, М. Грінберг, Р. Гутрі, П. Джонс та ін.

На різних стадіях геологічної оцінки ресурсів і підрахунку запасів нафтових родовищ, залежно від повноти та якості вихідної інформації, прийнятих систем розробки і способів впливу на пласт, застосовують відповідні методи обґрунтування коефіцієнтів нафтовилучення. Вони можуть бути об'єднані в дві групи: статистичні й екстраполяційні та гідродинамічні.

Статистичні методи базуються на обробці фактичних даних розробки родовищ або окремих покладів із застосуванням багатофакторного аналізу. В результаті отримують залежності між коефіцієнтом нафтовилучення та параметрами, що його визначають. Їх використання правомірне для близьких за геологічними умовами родовищ.

Екстраполяційні методи ґрунтуються на узагальненні даних про видобутки нафти та рідини з покладів за минулий період і їх екстраполяцію на подальший експлуатаційний термін. В одних випадках аналізують показники зміни видобутку нафти і отримують графіки видобутку, в інших простежують процес обводнення продукції чи видобутку води, тоді мова йде про характеристики витіснення. Такі залежності є функціями часу. Крім цього, використовують зв'язок між накопиченим видобутком нафти та рідини, темпом відбирання нафти і ступенем вироблення запасів тощо. Застосування екстраполяційних методів ефективне на пізній стадії розробки покладів, коли зміна технологічних параметрів має сталу тенденцію.

Гідродинамічні методи базуються на математичних алгоритмах процесу витіснення (вилучення) нафти. Науковою основою цих методів є теорія багатофазної фільтрації, яка описується диференціальними рівняннями (Б.В. Шалімов, 1977). Для побудови математичної моделі пластових систем залучається великий обсяг інформації стосовно геологічної будови та відтворення складного процесу фільтрації флюїдів. Проте на стадії пошуково-розвідувальних робіт цих даних зазвичай недостатньо. За таких умов для обґрунтування видобувного потенціалу покладів найбільш прийнятними є статистичні методи.

Існує низка статистичних моделей, отриманих на основі аналізу даних розробки родовищ нафтоносних регіонів Євразії та США. Більшість з них адаптована до високих значень ємнісно-фільтраційних параметрів колекторів: пористості 1035 % і проникності від частки до кількох одиниць мкм ². Породи-колектори родовищ України характеризуються дещо гіршими властивостями. Тому обґрунтування видобувного потенціалу покладів за наявними моделями не забезпечує одержання достовірних результатів. Отже, створення вірогідних залежностей нафтовилучення від геолого-фізичних та технологічних факторів для геологічних умов родовищ України є важливим завданням сьогодення.

Геолого-фізична характеристика нафтових родовищ Передкарпатського прогину і Дніпровсько-Донецької западини.

Геологічна будова. Нафтові родовища Передкарпатського прогину зосереджені переважно в Бориславсько-Покутській зоні. В її геологічній будові бере участь потужна товща крейдово-палеогенових флішових утворень і неогенових молас. У тектонічному відношенні зона являє собою складно збудовану споруду шириною 1015 км, яка простягається вздовж північно-східного схилу Карпат на 300 км і сформована численними лінійно-витягнутими антиклінальними складками, як правило, підвернутими або зрізаними і насунутими одна на одну в північно-східному напрямку.

У південно-східній частині прогину в автохтонних мезозойських і палеогенових відкладах Більче-Волицької зони виявлено поклади нафти на Лопушнянському родовищі. Вони залягають на глибинах більше 4 км і перекриті алохтонними утвореннями Самбірської та Бориславсько-Покутської зон.

Осадовий чохол Дніпровсько-Донецької западини складають породи від девонського до четвертинного віку товщиною від 12 км у районі Чернігівсько-Брагинського виступу до 18 км на південному сході. Основну частину розрізу (понад 60 %) займають відклади кам'яновугільної системи. Товщина осадових утворень зростає від бортів до приосьової частини западини та в південно-східному напрямку. Промислова нафтоносність Дніпровсько-Донецької западини переважно пов'язана з відкладами карбону та пермотріасу.

У тектонічному відношенні Дніпровсько-Донецька западина є вузьким прогином (грабеном) довжиною 700-900 км і шириною 150-200 км. Уздовж грабена виділяються північна та південна прибортові і між ними приосьова зони, які віднесені до структур другого порядку. Поперек грабена виділяються три крупні тектонічні елементи - північно-західна та південно-східна центрикліналі і центральна частина грабена. Остання за особливостями поширення осадових комплексів у грабені та прибортових зонах ділиться на північно-західну та південно-східну. Саме з північно-західною частиною грабена, зокрема зі структурами нижчого порядку (брахіантикліналі, антикліналі, куполи тощо), пов'язана більшість нафтових родовищ.

Колекторські властивості продуктивних пластів. Продуктивні відклади Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину представлені ритмічним чергуванням пісковиків, алевролітів і аргілітів. Загальна товщина нафтонасичених порід палеогенового віку коливається від 90 до 600 м за ефективної від 10 до 80 м. Кількість продуктивних пропластків деколи сягає 2030. Колекторами служать пісковики і крупнозернисті алевроліти. Вони представлені в основному кварцом (85 95 %), рідше польовими шпатами, пластинками мусковіту, а також важкими мінералами - гранатом, цирконом, рутилом тощо. Із органічних решток у шліфах спостерігаються вапнисті мушлі форамініфер і халцедонові спікули губок.

Цемент глинисто-карбонатний, рідше карбонатний і слюдисто-кременистий базального, порово-контактового і плівкового типу.

Фільтраційно-ємнісні властивості пісковиків і алевролітів залежно від складу і відсортованості зерен та вмісту цементуючої речовини змінюються в широких межах. Так, відкрита пористість коливається від одиниць до 21 %, однак породи з пористістю понад 15 % зустрічаються рідко. Модальне значення відкритої пористості 10-12 %. Характерна проникність колекторів від часток 10^-3 мкм ² до (1015)10^-3 мкм ². Найчастіше зустрічаються зразки проникністю (2-5)10^-3 мкм ², рідше (50-60)10^-3 мкм². Карбонатність порід-колекторів переважно низька і не перевищує 10 %. Підвищений вміст карбонатів притаманний відкладам стрийської і вигодської світ у південно-східній частині Бориславсько-Покутської зони.

Колекторські властивості порід змінюються на площі і в розрізі. Кращі породи-колектори мають відклади ямненської, манявської і вигодської світ. Низькопористі, практично непроникні різновиди в цих утвореннях зустрічаються порівняно рідко, досягаючи 10-20 % загальної товщини. У всіх продуктивних комплексах спостерігається тенденція зниження ємнісно-фільтраційних властивостей від склепіння до крил структур, особливо південно-західних.

Понад 90 % розвіданих запасів і понад 70 % потенціальних ресурсів Дніпровсько-Донецької западини зосереджено у відкладах кам'яновугільної системи. У розрізі карбону налічується більше 70 відносно витриманих пачок порід-колекторів, представлених переважно пісковиками. Спостерігаються певні особливості їх поширення. Товщина проникних пластів у розрізі знизу вверх поступово збільшується, а мінеральний склад пісковиків ускладнюється від кварцових у відкладах нижнього карбону через олігоміктові до поліміктових у верхньому. Пористість і проникність загалом поліпшуються з омолодженням порід.

Породами-колекторами турнейського ярусу є дрібно-середньозернисті пісковики та алевроліти із кварцовим регенераційним цементом, інколи глинистим. Пористість змінюється від 8 до 17 %, проникність - від 0,01 до 0,950 мкм². Товщина пластів пісковиків 10-25 м, в окремих випадках може досягати 80-100 м (горизонт Т-1 Яблунівського родовища).

Візейська товща порід літологічно представлена пісковиками, алевролітами, вапняками. Пісковики кварцові, від дрібно- до крупнозернистих, різного ступеня відсортованості. Цемент каолінітовий, гідрослюдисто-каолінітовий, контактово-порового і порового типів. Його вміст у породах становить від 5 до 30 %. Пористість порід-колекторів змінюється від 6 до 24 %, (в середньому 11-14 %, проникність - від 0,001 до 0,750 мкм² з переважаючими значеннями 0,015-0,048 мкм². Товщина піщаних горизонтів коливається від 1 до 25 м, інколи досягаючи 45-60 м.

Продуктивні горизонти серпуховського ярусу складені пісковиками та алевролітами, що перешаровуються аргілітами, вапняками та вугільними включеннями. Вони характеризуються значною мінливістю на площі, лінзоподібною формою залягання. Найширшого розвитку піщані тіла набули в центральній частині грабена, у північному напрямку вони часто виклинюються, а в південно-східному заміщуються алевритистими різновидами. Колекторські властивості змінюються в широких межах - пористість від 10 до 22 %, проникність від 0,0012 до 0,900 мкм². Товщина піщаних горизонтів зростає з північного заходу (15-25 м) до південного сходу (45-50 м).

Відклади середнього карбону не набули такого широкого розвитку як нижньокам'яновугільні. Найповніше розріз представлений у північній прибортовій та приосьовій зонах Дніпровсько-Донецької западини. Пористість пісковиків змінюється від 5 до 24 %, проникність становить 0,00010,447 мкм ², товщина горизонтів коливається від 1015 до 40-55 м.

У верхньокам'яновугільній товщі пісковики дрібно- та середньозернисті, пористістю 11-32 %, проникністю 0,001-0,425 мкм². Товщина продуктивних горизонтів змінюється від 9 до 90 м, зростаючи на південний схід до 90-700 м. При цьому значно погіршуються колекторські властивості: пористість не перевищує 15 %, проникність - 0,0001-0,105 мкм².

У нижньопермських відкладах продуктивні горизонти виділяються у складі микитівської та слов'янської світ. Породи-колектори представлені пісковиками, алевролітами, вапняками, доломітами пористістю від 2 до 28 %, проникністю від 0,0001 до 0,776 мкм ². Для порід слов'янської світи характерна значна карбонатність порід від 42 до 99 %. Товщина горизонтів коливається від 8 до 140 м.

Наймолодший нафтогазоносний комплекс западини - тріасові та юрські відклади, з якими пов'язані незначні поклади. Товщина пластів пісковиків змінюється від сантиметрів до 23 м. Пористість порід 1125 %, проникність 0,0012,00 мкм ².

Термобаричні умови залягання покладів Бориславсько-Покутської зони достатньо вивчені (Р.М. Новосілецький, Ю.Г. Філяс, 1977 р.). Пластовий тиск визначається в основному глибиною залягання продуктивних пластів, висотою поверху нафтогазоносності, густиною флюїдів та тиском контурних і підошовних вод. У нафтових горизонтах він змінюється в широких межах щодо гідростатичного.

У відкладах поляницької та менілітової світ пластовий тиск переважно близький до гідростатичного, температура 3595 С.

На родовищах з великим поверхом нафтогазоносності менілітових відкладів встановлено надгідростатичний пластовий тиск (НГПТ), перевищення якого досягає 4,06,0 МПа і більше. Основні прояви НГПТ зустрічаються на глибинах понад 4000 м. Так, на Рожнятівському родовищі пластовий тиск у 2,17 разу перевищує гідростатичний, наближаючись до геостатичного, а температура на глибині 4630 м становить 117 С.

Більшість покладів еоценових і палеоценових відкладів також мають надлишкові тиски. На Стинавській площі на глибині 4540 м зафіксовано пластовий тиск 78,7 МПа.

Загалом динаміка пластового тиску з глибиною має таку тенденцію: градієнт змінюється від 1,31,5 МПа/100 м в інтервалі 15002500 м до 2,42,7 МПа/100 м 65007500 м. Середні значення пластових тисків з глибиною поступово наближаються до геостатичних. Градієнт пластової температури зростає від 2,0 до 2,4 С/100 м до 2000 м, далі до 4500 м він майже не змінюється і дорівнює 2,46 С/100 м, а глибше - знижується. Так, для інтервалу 50005500 м він дорівнює 2,3 С/100 м, а на глибинах 70007500 м - лише 1,9 С/100 м.

Нафтові поклади Дніпровсько-Донецької западини характеризуються невисокими поверхами нафтоносності (20120 м), в яких пластові тиски переважно близькі до гідростатичних. Так, градієнти тиску в нафтових покладах тріасових відкладів становлять 0,9721,032 МПа/100 м, пермських - 0,9621,069 МПа/100 м, кам'яновугільних - 0,9601,082 МПа/100 м. Максимальний поверх нафтоносності зафіксовано на Прилуцькому родовищі, але надгідростатичного тиску тут не відзначено.

Зони з перевищенням пластового тиску над гідростатичним поширені в основному в південно-східній і центральній частинах западини, де найбільша товщина осадових утворень. Як правило, НГПТ відзначаються у водоносних горизонтах, високонасичених вуглеводневим газом, або в газових та газоконденсатних покладах. Загалом градієнти пластових тисків поступово зростають з глибиною від 1,01 МПа/100 м (02000 м) до 1,15 МПа/100 м (40005000 м).

Темпи підвищення температури неоднакові. На глибинах 03000 м градієнт пластової температури збільшується від 2,2 до 2,8 С/100 м, відтак знижується до 2,3 С/100 м і на глибинах 40005000 м дорівнює 1,7 С/100 м.

Фізико-хімічні властивості нафт. За аналізом 73 глибинних проб нафти родовищ Передкарпатського прогину належать переважно до малов'язких (3 мПас), середньої густини (830860 кг/м³) з усадкою 21 56 %, середнім (100200 м³/м³) та високим (200 м³/м³) газовмістами. Коефіцієнт розчинності газу залежно від компонентного складу вуглеводневої системи змінюється від 4,74 до 15,45 м³/м³ МПа^-1.

Переважно нафти "звичайного" типу, які містяться в покладах у однофазному стані з надтиском, тобто перевищенням пластового тиску над тиском насичення. Такі поклади залягають в інтервалі глибин 3504950 м, де пластовий тиск змінюється в межах 4,179,2 МПа, а температура - 15 121 С. Фазова рівновага нафт досягається при тиску насичення 3,835,8 МПа.

У прогині відкрито дев'ять покладів з нафтами перехідного стану, які за компонентним складом і фізичними властивостями займають проміжне положення між нафтами "звичайного" типу і газоконденсатами. Вміст газу в них становить більше 300350 м³/м³, а в'язкість менше 0,50,8 мПас. Нафти цього типу залягають на глибинах нижче 2850 м за початкового пластового тиску 39,598,5 МПа і температури 77146 С, перебуваючи виключно в однофазному стані. Не дивлячись на високий вміст газу, вони здебільшого недонасичені леткою фазою, з рівноважними тисками 25,249,8 МПа. Коефіцієнт розчинності газу змінюється від 8,2 до 13,9 м³/м³ МПа^-1.

За фізико-хімічними властивостями більшість нафт Передкарпаття відноситься до малосірчистих (0,11,05 %), високопарафінистих (1,519,5 %), смолистих і високосмолистих (1,230,5 %). Вміст асфальтенів 0,15,0 %.

Із збільшенням глибини залягання покладів спостерігається прогресивне зростання вмісту газу в нафті. За динамікою параметрів можна прогнозувати, що в інтервалі 50006000 м нафти "звичайного" типу будуть заміщатися флюїдами перехідного стану, а глибше - газоконденсатними системами.

Властивості нафт Дніпровсько-Донецької западини вивчалися за результатами дослідження глибинних проб, відібраних з 175 покладів 78 родовищ, які залягають на глибинах від 760 м (Зачепилівське) до 5000 м (Карайкозівське) і нижче та пов'язані з відкладами від девонських до тріасових.

Серед вуглеводневих систем девону та нижнього карбону виділяються дев'ять гранично насичених і п'ятнадцять перехідного стану. Гранично насичені системи з вмістом газу 141321 м³/м³ виявлені в турнейсько-візейських горизонтах. В'язкість нафт змінюється в межах 0,331,4 мПас, а об'ємний коефіцієнт - 1,3751,811. Вуглеводневі системи перехідного стану в горизонтах візейського ярусу характеризуються вмістом газу 346876 м³/м ³ та об'ємними коефіцієнтами більше 2,0. Усадка цих нафт перевищує 50 %, а в'язкість переважно становить 0,20,3 мПас.

Нафти покладів верхньокам'яновугільних та пермотріасових відкладів залягають, як правило, до глибин 3000 м. Здебільшого вони "звичайного" типу, легкі або середньої густини (770920 кг/м ³), малов'язкі (0,42,4) мПас, з низькими вмістом газу (20200 м³/м³) та тиском насичення (120 МПа). Усадка їх невелика - 525 %, іноді досягаючи 40 %, об'ємний коефіцієнт 1,051,50. нафта видобувний запас оцінювання

З глибиною залягання нафтових покладів збільшується вміст леткої фази, простежується зміна нафт "звичайного" типу на гранично насичені газом і далі перехідного стану з наближенням до газоконденсатних систем.

Вміст сірки коливається від 0,07 до 1,13 %, частіше 0,120,6 %, а парафіну від 0 до 28,4 % при середніх значеннях 14 %. Мінімальне парафінонасичення притаманне нафтам тріасових відкладів. Асфальтено-смолисті компоненти в нафтах становлять 148 % при переважаючих значеннях 316 %. За цією складовою фіксується відмінність між нафтами пермотріасу та карбону, що, вірогідно, пов'язано з вищим ступенем видозмін перших унаслідок окиснення. Нафти тріасових і пермських відкладів вміщують асфальтено-смолистих речовин середньо удвічі більше, ніж кам'яновугільних (за винятком візейського ярусу).

Вплив геолого-фізичних і технологічних факторів на нафтовилучення. Вплив зазначених факторів на видобувний потенціал покладів встановлено аналізом стану розробки 34 об'єктів Дніпровсько-Донецької западини і 20 Передкарпатського прогину. Вони вибрані за такими критеріями: поклади розробляються понад 25 років, динаміка показників розробки і нафтовилучення близька до проектної, продуктивна товща представлена теригенним типом колектора, фільтрація флюїдів здійснюється переважно в умовах витіснення нафти водою, тобто на природному водонапірному режимі або заводнення.

Аналіз показників розробки родовищ, що перебувають у завершальній стадії освоєння. Завершальна стадія розробки характеризується низьким рівнем видобутку нафти, високим обводненням продукції (до 95 %), значним виснаженням пластової енергії. Вона дає змогу з високою вірогідністю прогнозувати кінцеве нафтовилучення і простежувати взаємозв'язки між показниками, що його визначають.

Ефективність вилучення нафти значною мірою залежить від темпу розробки, обводнення продукції, щільності сітки свердловин тощо.

Простежуючи динаміку темпу розробки і нафтовилучення в часі, спостерігаємо, що відбори нафти на родовищах ДДЗ різко зростають зразу після введення їх у промислову розробку. Так, з покладів П-13, К-1 Гнідинцівського, П-13 Леляківського, В-1316 Прилуцького родовищ темпи відбирання нафти досягали максимального значення (4,67,0 %) через 7 років та утримувалися на цьому рівні 68 років. Коефіцієнт нафтовилучення за цей період збільшився від 1517 % до 4249 %. Протягом подальших 913 років темпи відбирання нафти знижуються до 0,51,0 %.

Такі темпи відбирання нафти протягом тривалого часу на зазначених та інших родовищах западини зумовлені високими ємнісно-фільтраційними властивостями порід-колекторів, значною їх товщиною та активним проявом водонапірного режиму.

Для родовищ Передкарпатського прогину характерна дещо інша динаміка цих показників. У покладах, пов'язаних з менілітовими відкладами, максимальні темпи відбирання нафти досягалися через 59 років після введення їх у промислову розробку і коливалися в межах 0,71,6 % на Битківському, Струтинському, Орів-Уличнянському та Долинському родовищах. В еоценових покладах максимальні темпи відбирання дещо вищі 2,33,4 % і досягалися в коротші терміни - через 45 років. Загалом на родовищах Передкарпаття найвищі відбори нафти мали місце при поточному нафтовилученні 37 % і тільки в еоценовому покладі Північнодолинського родовища - при 12 %. На відміну від ДДЗ максимальні темпи відбирання нафти в Передкарпатському прогині утримуються протягом дуже короткого періоду - 1,01,5 року і далі різко знижуються на всіх об'єктах розробки, причому в покладах менілітових утворень це виражено більше, ніж в еоценових. Тільки в покладі ямненських відкладів Старосамбірського родовища не спостерігається такого різкого зниження цього показника.

У нафтових покладах Дніпровсько-Донецької западини на початковій стадії розробки обводнення видобутої продукції зростає повільними темпами. Так, при нафтовилученні 10 % його значення не перевищує 12 %. Однак після досягнення нафтовилучення 1416 % обводненість продукції всіх покладів, що аналізувалися, інтенсивно зростає і при нафтовилученні 25 % коливається переважно в межах 1329 %, а при 50 % досягає 5393 %.

Для родовищ Передкарпатського прогину характерна дещо інша динаміка цього процесу. В початковий період розробки обводненість зростає інтенсивніше порівняно з покладами родовищ ДДЗ. При досягненні нафтовилучення 5 % обводненість продукції коливається від 1 до 7 %, а при 10 % від 15 до 40 %, за винятком вигодсько-бистрицького покладу Долинського родовища - 3 %. Обводнення продукції менілітових покладів зростає швидше, ніж еоценових, що відбивається на показниках розробки. Так, на момент 80-відсоткового обводнення нафтовилучення з еоценових покладів досягає 2439 %, з менілітових - 1015 %.

Важливим фактором, який визначає ступінь вилучення нафти, є щільність сітки свердловин. Запропонована М. Маскетом і розвинена в подальшому В.М. Щелкачовим, О.П. Криловим та іншими (1974 р.) теорія інтерференції у процесі дренування пластів поклала початок науковому підходу до цього питання. Проте особливості геологічної будови родовищ, зокрема наявність водонафтових зон, тектонічних екранів, виклинювання колекторів, літолого-фаціальна неоднорідність вимагають індивідуального підходу до вибору сітки свердловин для кожного з них.

Дисертантом на прикладі Гвіздецького родовища, яке характеризується багатопластовістю і неоднорідністю колекторів, показано, що ущільнення сітки від 28 до 12 га/св дає змогу підвищити нафтовилучення з нижньоменілітових відкладів від 12 до 32 %. Така щільність є оптимальною для даного покладу, оскільки зіставляється з радіусом контура живлення свердловин (170300 м). Аналогічна тенденція притаманна середньоменілітовому та еоценовому покладам.

Отже, оптимальна віддаль між свердловинами для забезпечення максимального нафтовилучення визначається передусім радіусом дренування пласта. При цьому важливим чинником доцільності згущення сітки свердловин є економічні показники розробки родовищ.

Взаємозв'язки між властивостями продуктивних пластів і нафтовилученням. Практика розробки нафтових родовищ показує, що на величину нафтовилучення істотний вплив мають фактори: геолого-фізичні ємнісно-фільтраційні властивості колекторів, літолого-фаціальна неоднорідність, нафтонасичена товщина, термобаричні умови, фізико-хімічні властивості флюїдів та технологічні темпи відбирання нафти і рідини, процеси регулювання відбирань і закачування, способи впливу на процес вилучення, щільність сітки свердловин, обводнення продукції тощо.

Ємнісно-фільтраційні властивості порід-колекторів та їх літолого-фаціальна неоднорідність визначаються головним чином мінералогічним і гранулометричним складом, вмістом і типом цементуючого матеріалу. У зв'язку з різними умовами осадонагромадження і вторинними процесами перетворення порід дані параметри пластів є надзвичайно мінливими в розрізі і на площі їх поширення.

Для характеристики процесу вилучення нафти з пласта за фактичними даними розробки родовищ використовують усереднені значення параметрів порід-колекторів. Отримані автором залежності нафтовилучення від пористості К_п і проникності К_пр родовищ Передкарпатського прогину описуються рівняннями:

= 3,927К_п 0,1514, =0,2088lgК_пр + 0,0746.

Для покладів Дніпровсько-Донецької западини аналогічні залежності мають вигляд:

= 1,668К_п + 0,1967, = 0,2022lgК_пр + 0,0101.

Рухомість нафти в проникному середовищі визначає її в'язкість. Витрата енергії на переміщення нафти по пласту до видобувної свердловини пропорційна цьому параметру, а швидкість фільтрації і дебіт флюїду, навпаки, мають з нею обернену залежність. В'язкість нафт родовищ, що проаналізовані, змінюється від 0,3 до 2,5 мПас, а досягнені поточні коефіцієнти нафтовилучення родовищ Передкарпаття становлять 0,120,45, в Дніпровсько-Донецькій западині - 0,280,70. За такого малого діапазону зміни в'язкості та істотних розбіжностей у значеннях інших параметрів чіткої залежності між в'язкістю та нафтовилученням не виявлено.

Вплив ефективної нафтонасиченої товщини h пластів на їх видобувний потенціал для родовищ Передкарпатського прогину описується рівнянням:

= 0,1731 + 0,0029h, для родовищ ДДЗ = 0,4440 + 0,0069h.

Значні за товщиною пласти забезпечують вищу і, що важливо, стабільну продуктивність свердловин за умови порівнянності інших геолого-промислових параметрів.

Ступінь вилучення нафти чималою мірою зумовлюється неоднорідністю продуктивних пластів. Найчастіше остання визначається такими характеристиками, як варіації проникності, гідропровідності, піскуватості, розчленування і непереривності пластів. Коефіцієнти піскуватості К_піск покладів Передкарпаття низькі - 0,070,71, що свідчить про значне перешарування розрізу непроникними пропластками і особливо притаманне менілітовим відкладам, в яких К_піск 0,070,25. Залежність нафтовилучення від піскуватості для родовищ Передкарпаття має вигляд:

= 0,1547 + 0,359К_піск.

Продуктивні відклади родовищ Дніпровсько-Донецької западини більш однорідні. Коефіцієнт піскуватості змінюється в межах 0,300,90, а його вплив на нафтовилучення описується рівнянням:

=0,3123+ 0,3508К_піск.

Важливою характеристикою неоднорідності є гідропровідність пласта Е. Вплив цього параметра на ступінь вилучення нафти для родовищ Передкарпаття і ДДЗ описується відповідно такими залежностями:

= 0,219 + 0,0897Е, = 0,4715 + 0,0104Е.

Серед технологічних факторів, як уже наголошувалося, істотний вплив на ступінь вилучення нафти має щільність сітки свердловин S. Для проаналізованих родовищ Передкарпаття вона змінюється від 2 до 62 га/св, а її зв'язок з нафтовилученням такий:

= 0,4111 0,0042S.

Для покладів ДДЗ цей параметр знаходиться в межах 1188 га/св, тоді нафтовилучення підпорядковується залежності:

= 0,5817 0,0019S.

Менш відчутний вплив щільності сітки свердловин на нафтовилучення спостерігається в порівняно однорідних, витриманих на площі, з високими ємнісно-фільтраційними властивостями продуктивних пластах, яким це забезпечує вищу гідропровідність.

Сукупний вплив гідропровідності та щільності сітки свердловин на видобувний потенціал покладів можна описати рівняннями:

= 0,3519 ехр (0,0046S/) для родовищ Передкарпаття,

= 0,629 ехр (0,0034S/) для родовищ ДДЗ.

Залежності = f (S/) показують, що зниження навантаження на пласт унаслідок ущільнення сітки свердловин S в умовах високої його гідропровідності Е сприяє зростанню нафтовилучення.

Виконані дослідження показують, що геолого-фізичні властивості колекторів і технологічні чинники значною мірою впливають на процес нафтовилучення. Взаємозв'язок між цими параметрами для покладів нафти родовищ Дніпровсько-Донецької западини і Передкарпатського прогину тісний. Коефіцієнт кореляції у встановлених залежностях змінюється від 0,6 до 0,8. Проте під час розробки родовищ згадані параметри не виділяються як окремий фактор дії. Тому для обгрунтування величини нафтовилучення, особливо нововідкритих родовищ, важливо враховувати їх комплексний вплив на ефективність вилучення нафти з надр.

Прогнозування нафтовилучення за статистичними моделями. Наведені вище парні залежності нафтовилучення від геолого-фізичних і технологічних характеристик об'єктів розробки використано для побудови математичних моделей їх узагальненої дії. Для цього застосовано створену в УкрДГРІ систему програм СОППА, яка дає змогу розраховувати статистичні характеристики, проводити кореляційний і регресійний аналізи вихідних масивів даних, а за рівняннями регресії визначати прогнозні параметри і відносну похибку.

Сформована за сукупністю характеристик об'єктів розробки статистична модель впливу п'яти основних факторів на нафтовилучення менілітових відкладів Передкарпатського прогину має такий вигляд:

=0,2378-0,0876_н+0,2022 lgК_пр+ 0,00087h + 0,0051К_піск-0,0029S. (1)

Коефіцієнт множинної кореляції R отриманої моделі дорівнює 0,840, а середня квадратична похибка становить 0,079. Введення в модель ще чотирьох факторів дозволяє розширити зв'язок між характеристикою пласта та його видобувними можливостями:

= 0,1183-0,1557_н + 0,1905 lgК_пр + 0,2153К_п + 0,0009h + 0,0542К_піск. +

+0,1262_н + 0,0008t + 0,0198b - 0,0038S. (2)

Коефіцієнт множинної кореляції дорівнює 0,865, а середньоквадратична похибка 0,068.

У рівняннях (1) і (2) - коефіцієнт нафтовилучення, частка од.; _н - в'язкість нафти, мПас; К - проникність, 10^-3 мкм ²; К_п - коефіцієнт пористості, частка од.; h - нафтонасичена товщина, м; К_піск - коефіцієнт піскуватості; _н - нафтонасиченість, частка од.; t - температура пласта, С; b - об'ємний коефіцієнт нафти; S - щільність сітки свердловин, га/св.

Породи-колектори еоценових відкладів Передкарпатського прогину характеризуються дещо вищими ємнісно-фільтраційними властивостями і досягнутими поточними коефіцієнтами нафтовилучення, ніж менілітових. Тому залежності нафтовилучення від геолого-фізичних і технологічних параметрів покладів для них інші:

=0,2325-0,0137_н+0,0601lgК_пр+0,0014h+0,1056К_піск-0,0025S, (3)

=0,1824-0,0253_н+0,1088lgК_пр+0,1825К_п+0,0009h+

+ 0,0680К_піск+0,1279_н-0,0081S. (4)

Дані моделі характеризуються коефіцієнтами кореляції R=0,803-0,952, а похибка визначень =0,0550,049.

Для покладів пермо-тріасових та кам'яновугільних утворень Дніпровсько-Донецької западини залежності нафтовилучення від згаданих факторів такі:

= 0,1367-0,0251_н + 0,1612 lgК + 0,0002h + 0,0552К_п - 0,0001S (5)

= - 0,2405-0,036_н + 0,1730 lgК_пр + 0,1701К_п + 0,0007h +

+ 0,1030К_піск+0,1098_н+0,0009t+0,0945b-0,0024S. (6)

Кореляційні коефіцієнти дорівнюють 0,802 і 0,862, похибка визначень становить 0,0680,053.

Найдостовірніші результати оцінювання коефіцієнтів нафтовилучення за наведеними вище рівняннями можна отримати за умови, що значення розрахункових параметрів близькі до середніх показників, за якими побудовано ці залежності. Розроблені дисертантом статистичні моделі увійшли до Галузевого стандарту "Визначення коефіцієнтів вилучення нафти для геолого-економічної оцінки ресурсів і запасів прогнозних і виявлених покладів" (2000 р.). Уже близько десяти років вони використовуються як один із методів обґрунтування коефіцієнта нафтовилучення нових родовищ Дніпровсько-Донецької западини та Передкарпатського прогину при затвердженні видобувних запасів Державною комісією запасів України (Куличихинське, Скворцівське, Личківське, Качалівське, Голубівське, Левківське, Маківське, Мельничинське та ін.). Крім цього, рівняння застосовують для оцінки видобувних можливостей пластів під час складання проектів дослідно-промислової розробки покладів (Блажівське, Страшевицьке, Малахівське, Карайкозівське).

Обґрунтування видобувного потенціалу нафтових покладів на природних режимах розробки. Оцінка впливу пружних сил пластової системи на нафтовилучення в процесі розробки покладу на пружному режимі. У нафтових покладах, літологічно і тектонічно екранованих, гідродинамічно замкнутих, за умови перевищення пластового тиску р_пл над тиском насичення нафти газом р_н проявляється пружний режим. Рух нафти у пласті підпорядковується дії пружних сил пластової системи, тобто нафти, зв'язаної води і породи.

Вплив цих сил на нафтовилучення вивчався на прикладі глибокозалягаючих покладів нафти Південномонастирецького, Мельничинського, Соколовецького, Південностинавського та Лопушнянського родовищ Передкарпатського прогину. Продуктивні горизонти залягають на глибинах 42005700 м за початкових пластових тисків 63,891,8 МПа і температур 106146 С. Ступінь надгідростатичності (р_пл/р_гідр) становить 1,3171,776, а надтиск (р_плр_н) 35,766,5 МПа. Коефіцієнт нафтовилучення на пружному режимі визначається за рівнянням (Ф.А. Грішин, 1985):

, (1)

де р=р_пл - р_н - надтиск, МПа; К_н, К_в - коефіцієнти нафто- і водонасиченості, частка од.; _н, _в, _п - відповідно коефіцієнти стисливості нафти, води і породи, 10^-3 МПа^-1.

Найістотніше на нафтовилучення впливає стисливість нафти, яка в 3-6 разів перевищує аналогічні властивості води та породи і визначається тільки експериментально. У розрахунках використовують середні значення цих параметрів у діапазоні зміни тиску від пластового до тиску насичення. Проте коефіцієнт стисливості нафти змінюється у широких межах - від (1,0-2,5) 10^-3 МПа^-1 для флюїдів "звичайного типу" до (4,5-7,0)10^-3 МПа^-1 для близькокритичних вуглеводневих систем. Крім того, залежність тискоб'єм рV в області рідинного гомогенного стану пластових флюїдів є криволінійною, а її характер залежить від низки факторів, основним з яких є кількісне співвідношення рідинної та розчиненої газової фази. Чим більше летких компонентів насичують нафту, тим виразніша залежність та вищі абсолютні значення коефіцієнта _н. Відчутний вплив на його динаміку має також надтиск.

Аналіз залежності стисливості нафти від тиску показує, що усереднювати _н для визначення коефіцієнтів нафтовилучення допускається лише тоді, коли _н210^-3 МПа^-1 і р10 МПа. У всіх інших випадках необхідно використовувати диференціальні коефіцієнти стисливості _н^д, які відображають зміну об'єму нафти у достатньо вузькому діапазоні перепаду тиску. Для підвищення вірогідності визначення видобувних запасів нафти доцільно використовувати також диференціальні коефіцієнти стисливості води і породи замість середніх, тобто _в^д = f(р, t) і _п^д =f (р_еф). Тоді рівняння для визначення коефіцієнта нафтовилучення матиме вигляд:

. (2)

Коефіцієнт стисливості води зазвичай визначають за графіками С. Додсона і М. Стендінга (1948). Вони побудовані до граничних значень тиску 56 МПа і температури 140 С, які є набагато нижчими від термобаричних параметрів, що фіксуються у глибокозалягаючих покладах.

На основі даних Н.Б. Варгафтіка і матеріалів, наведених у Довіднику хіміка (1966), автором побудовано графічні і табульовані залежності _в=f(р, t) у діапазоні зміни тисків і температур відповідно 10100 МПа та 50160 С. Вплив термобаричних умов на стисливість води достатньо вагомий. Так, зниження тиску від 100 до 20 МПа змінює _в на 2036 % залежно від пластової температури.

Об'ємна деформація породи відбувається під дією ефективного тиску р_еф, який створює адекватну напругу в її скелеті і розраховується за формулою:

р_еф = р_геост - р_пл, (3)

де р_геост і р_пл - відповідно геостатичний і пластовий тиски, МПа.

На основі експериментальних досліджень виведено залежність стисливості теригенних порід від ефективного тиску:

. (4)

Стисливість порід в інтервалі ефективного тиску 1535 МПа різко знижується від 1,8 до 0,6510^-3 МПа^-1, далі вплив зменшується, а в діапазоні зростання р_еф від 75 до 100 МПа _п майже не змінюється - (0,290,22)10^-3 МПа^-1.

Ефективність застосування диференціальних коефіцієнтів стисливості пластових систем під час визначення коефіцієнтів нафтовилучення простежено на прикладі покладів Лопушнянського родовища. Розрахований коефіцієнт нафтовилучення в альб-сеноманських утвореннях становить 0,122, в юрських - 0,128, що на 2-3 % вище від встановлених за стандартними методиками. Достовірність розрахункових даних підтверджується результатами розробки. Так, на сьогоднішній день у покладі альб-сеноманських утворень проявляється ще пружний режим, а досягнутий коефіцієнт нафтовилучення становить 0,107.

Отже, запропонована методика підвищує достовірність геологічного обґрунтування видобувних запасів нафти покладів, які розроблятимуться в умовах пружного режиму.

Прогнозування коефіцієнта нафтовилучення та видобутку леткої фази на режимі розчиненого газу. У гідродинамічно закритих покладах з високим вмістом газу за умови відсутності скупчень вільного газу, так званих "газових шапок", проявляється режим розчиненого газу (РРГ). Рух нафти в пласті зумовлюється енергією розширення розчиненого в нафті газу (леткої фази) під час його виділення у вільну фазу при зниженні пластового тиску р_пл нижче тиску насичення р_н.

Обґрунтовуючи видобувні можливості покладів, в яких прогнозується РРГ, використовують, як правило, емпіричні залежності коефіцієнта нафтовилучення від геолого-фізичних параметрів, згідно з РД 39-214-86 та ГСТУ 41-022-2000. За ними достовірно встановлюють кінцевий коефіцієнт нафтовилучення _к, але його поточні значення не завжди відповідають фактичним даним і теоретичним засадам розробки покладів на РРГ. Так, графік отриманої залежності нафтовилучення від тиску =f(р) має специфічну нелінійну конфігурацію: невелике зниження тиску фазової рівноваги (приблизно 5 % від р_н) спричинює стрибкоподібне зростання нафтовилучення до 6080 % відносно кінцевого значення _к. Така динаміка суперечить фізичному змісту зміни показників розробки нафтового покладу на початковому етапі розвитку РРГ. Крім того, вона призводить до неправильного встановлення функції нафтонасиченістьтиск S=f(р) і співвідношення фазових проникностейнасиченості =f(S), що використовуються у розрахунках газового фактора за формулою М.Д. Розенберга (1983) та видобутку леткої фази.